CN111050878A - 不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法 - Google Patents

不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111050878A
CN111050878A CN201880052915.3A CN201880052915A CN111050878A CN 111050878 A CN111050878 A CN 111050878A CN 201880052915 A CN201880052915 A CN 201880052915A CN 111050878 A CN111050878 A CN 111050878A
Authority
CN
China
Prior art keywords
stream
sulfur
water
effluent
furnace
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201880052915.3A
Other languages
English (en)
Inventor
Y·王
拉什德·奥斯曼
Q·徐
伊斯梅尔·阿拉米
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN111050878A publication Critical patent/CN111050878A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
    • B01D5/0057—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation in combination with other processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/005—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by heat treatment
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/343—Heat recovery
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/10—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising silica or silicate
    • B01J20/16—Alumino-silicates
    • B01J20/18—Synthetic zeolitic molecular sieves
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0473—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by reaction of sulfur dioxide or sulfur trioxide containing gases with reducing agents other than hydrogen sulfide
    • C01B17/0491—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by reaction of sulfur dioxide or sulfur trioxide containing gases with reducing agents other than hydrogen sulfide with hydrogen or hydrogen-containing mixtures, e.g. synthesis gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D14/00—Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/20—Non-premix gas burners, i.e. in which gaseous fuel is mixed with combustion air on arrival at the combustion zone
    • F23D14/22—Non-premix gas burners, i.e. in which gaseous fuel is mixed with combustion air on arrival at the combustion zone with separate air and gas feed ducts, e.g. with ducts running parallel or crossing each other
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/11—Air
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/50—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/261—Drying gases or vapours by adsorption
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

一种由酸性气流中的硫化氢回收硫的方法，该方法包括以下步骤：使硫化氢与氧气在燃烧炉中反应，传递来自炉流出物的热量以产生锅炉流出物，在硫冷凝器中降低锅炉流出物的温度，使水蒸气与非冷凝气流分离，使二氧化硫与氢气在第一加氢反应器中反应以产生硫化氢，使硫化氢与氧气在反应器炉中反应以产生反应器流出物，传递来自反应器流出物的热量以产生冷却的流出物，在硫冷却器中降低冷却的流出物的温度以产生气流，从气流中分离出水蒸气，使二氧化硫与氢气在第二加氢反应器中反应以产生硫化氢，从而产生经处理的尾气流。

Description

不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法
技术领域
本发明公开了用于硫回收的方法。
背景技术
硫回收是指硫化氢(H2S)向单质硫的转化。硫化氢是处理天然气和精炼高硫原油的副产物。硫回收的常规方法是克劳斯工艺。
常规的克劳斯工艺包括热燃烧段和催化反应段。就设备而言，热燃烧段包括热反应器和热回收单元。催化反应段包括两个或三个催化反应器以及相关的再加热器和冷凝器。
在热燃烧段，硫化氢、二氧化硫和氧气在热反应器中反应，从而将硫化氢转化为单质硫。进入热燃烧段的硫化氢约有60％至70％可以转化为单质硫。通过冷凝分离出单质硫，并且将剩余的气体引入催化段(catalytic section)。在催化段中，在比热反应器中更低的温度下、在催化剂的存在下，通过进一步的反应产生另外的硫。
根据催化转化器的数量，常规的克劳斯工艺通常回收百分之95(％)至98％的硫化氢。具有两个克劳斯转化器的克劳斯装置的硫回收效率在90％和97％之间。对于具有三个催化转化器的克劳斯工艺，硫回收效率在95％和98％之间。
但是，由于严格的排放法规，对实现更高的脱硫和硫回收效率的需求日益增加。近来，有关硫氧化物(SOx)排放的环境法规要求硫回收效率在98.5％至99.9％或更高的范围内。由于克劳斯工艺中反应的平衡性质，因而常规的克劳斯工艺不能满足该要求。反应的平衡性质阻碍了常规的克劳斯工艺中的转化。为了在常规的克劳斯工艺中实现提高的硫回收率，需要添加尾气处理单元(TGTU)。
添加尾气处理单元(TGTU)可以将硫的回收率提高至99.9％或高于99.9％，但是需要复杂且昂贵的设备。TGTU需要在克劳斯单元末端添加一个附加单元，或者对克劳斯单元本身进行改造。当克劳斯工艺包括两个克劳斯转化器时，通常使用在克劳斯单元末端的附加TGTU。虽然存在多种尾气处理技术，但是可以将这些技术分为以下四大类：亚露点克劳斯工艺、将H2S直接氧化成硫、二氧化硫(SO2)还原并回收H2S以及将H2S燃烧成SO2并回收SO2。
亚露点克劳斯工艺是基于在低于硫露点的温度下(由于克劳斯催化反应的平衡性质，因而较低的温度是理想的)进行的克劳斯转化过程的工艺。亚露点工艺在一个催化剂床中提供了较高的平衡转化率，但由于需要在高温下通过硫蒸发进行周期性的催化剂再生而变得复杂。为了适应再生，此类工艺通常在两个或三个(或甚至更多个)并联的反应器中进行，定期地进行反应和再生。冷床吸附(CBA)是最有效的亚露点工艺，并且可以达到99％的硫回收率。
包括将H2S直接氧化成硫的方法基于使用选择性催化剂通过氧气将H2S选择性氧化为单质硫。直接氧化法的实例包括超级克劳斯(SuperClaus)工艺。
基于SO2还原并回收H2S的TGTU技术包括将残留的硫物质催化氢化成H2S，用胺溶液吸收H2S，然后使H2S再循环回到克劳斯炉。SO2还原并回收硫化氢的工艺的实例为SCOT工艺。
基于将H2S燃烧成SO2并回收SO2的TGTU技术包括将尾气流中残留的H2S燃烧成SO2，用溶剂吸收SO2(湿式洗涤)，并使SO2再循环回克劳斯装置的进料中。尽管SO2洗涤(也称为烟气洗涤)尚未作为TGTU进行商业上的测试，但该技术已经广泛用作煤基电站的烟气洗涤。
考虑到克劳斯工艺的复杂性以及需要高成本的TGTU以满足环境法规的要求，因此能够容易地实施并改装到现有单元上的更简单且更便宜的替代方案是很必要的，并且将对行业具有重大贡献。
发明内容
本发明公开了用于硫回收的方法。
在第一方面，提供了一种由酸性气体进料中的硫化氢回收硫的方法。该方法包括以下步骤：将酸性气体进料引入燃烧炉中，其中酸性气体进料包含硫化氢；将空气进料引入燃烧炉中，其中空气进料包含氧气；使硫化氢与氧气在燃烧炉中反应以产生炉流出物料流，其中炉流出物料流包含硫化氢、单质硫、二氧化硫和水蒸气；将炉流出物引入废热锅炉中；将来自炉流出物的热量传递至水进料，以产生锅炉流出物和蒸气排出物；将锅炉流出物引入硫冷凝器中；在硫冷凝器中降低锅炉流出物的温度，以产生硫料流和非冷凝气体，其中硫料流包含单质硫，其中非冷凝气体包含硫化氢、二氧化硫和水蒸气；将非冷凝气体引入第一水吸附器中，其中第一水吸附器包括第一分子筛；使水蒸气与非冷凝气流分离以产生第一回收的水流和第一脱水料流，其中第一回收的水流包含水，其中第一脱水料流包含硫化氢、二氧化硫以及它们的组合；将第一脱水料流引入第一加氢反应器中；将氢气进料引入第一加氢反应器中，其中氢气进料包含氢气；使二氧化硫与氢气在第一加氢反应器中反应以产生硫化氢，从而产生经还原的料流，其中经还原的料流包含硫化氢；将经还原的料流引入反应炉中；将空气流引入反应炉中，其中空气流包含氧气；将新鲜进料引入反应炉中，其中新鲜进料包含硫化氢；在反应炉中使硫化氢与氧气反应以产生反应器流出物，其中反应器流出物包含硫化氢、单质硫、二氧化硫和水蒸气；将反应器流出物引入热回收锅炉中；将来自反应器流出物的热量转移至水流，以产生冷却的流出物和蒸气流；将冷却的流出物引入硫冷却器中；在硫冷却器中降低冷却的流出物的温度以产生回收的硫料流和气体流，其中回收的硫料流包含单质硫，其中气体流包含硫化氢、二氧化硫和水蒸气；将气体流引入第二水吸附器中，其中第二水吸附器包括第二分子筛；从气流中分离出水蒸气以产生第二回收的水流和第二脱水料流，其中第二回收的水流包含水，其中第二脱水料流包含硫化氢和二氧化硫；将第二脱水料流引入第二加氢反应器中；将氢气流引入第二加氢反应器中，其中氢气流包含氢气；使二氧化硫与氢气在第二加氢反应器中反应以产生硫化氢，从而产生经处理的尾气流，其中经处理的尾气流包含硫化氢；以及使经处理的尾气流再循环至燃烧炉。
在某些方面，确定总转化率。在某些方面，总转化率超过99重量％。在某些方面，第一分子筛为沸石-3A。在某些方面，第二分子筛为沸石-3A。在某些方面，燃烧炉中的温度在1800华氏温度(华氏度)和2500华氏度之间，并且进一步地，其中反应炉中的温度在1800华氏度和2500华氏度之间。
在某些方面，硫冷凝器中的温度在100华氏度和200华氏度之间，并且硫冷却器中的温度在100华氏度和200华氏度之间。在某些方面，第一水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间，并且第二水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间。在某些方面，第一脱水料流的水浓度小于1ppm，并且第二脱水料流的水浓度小于1ppm。在某些方面，第一加氢反应器中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间，并且第二加氢反应器中的温度在220摄氏度和310℃之间。
在第二方面，提供了一种由酸性气体进料中的硫化氢回收硫的系统。该系统包括：燃烧炉，将其配置为使硫化氢转化为单质硫以产生炉流出物，其中炉流出物包含单质硫、硫化氢、二氧化硫和水蒸气；废热锅炉，其流体连通至燃烧炉，将废热锅炉配置为除去来自炉流出物的热量以产生锅炉流出物；硫冷凝器，其流体连通至废热锅炉，将硫冷凝器配置为冷凝锅炉流出物中的单质硫，以产生硫料流和非冷凝气体，其中非冷凝气体不含单质硫，其中非冷凝气体包含水蒸气；第一水吸附器，其流体连通至硫冷凝器，将第一水吸附器配置为从非冷凝气体中除去水以产生第一回收的水流和第一脱水料流，其中第一水吸附器包括第一分子筛，其中第一脱水料流不含水蒸气，其中第一脱水料流包含二氧化硫；第一加氢反应器，其流体连通至第一水吸附器，将第一加氢反应器配置为在氢气的存在下将二氧化硫转化为硫化氢；反应炉，其流体连通至第一加氢反应器，将反应炉配置为在氧气和二氧化硫的存在下将硫化氢转化为单质硫；热回收锅炉，其流体连通至反应炉，将热回收锅炉配置为除去来自反应器流出物的热量以产生锅炉流出物；硫冷却器，其流体连通至热回收锅炉，将硫冷却器配置为冷凝反应器流出物中的单质硫，以产生回收的硫和气体流，其中气体流不含单质硫，其中气体流包含水蒸气；第二水吸附器，其流体连通至硫冷凝器，将第二水吸附器配置为从非冷凝气体中除去水以产生第二回收的水流和第二脱水料流，其中第二水吸附器包括第二分子筛，其中第二脱水料流不含水蒸气，其中第二脱水料流包含二氧化硫；以及第二加氢反应器，其流体连通至第二水吸附器，将第二加氢反应器配置为在氢气的存在下将二氧化硫转化为硫化氢，以产生经处理的尾气流，其中第二加氢反应器流体连接至燃烧炉，其中使经处理的尾气流再循环至燃烧炉。
附图说明
参照以下描述、权利要求和附图，将更好地理解本发明范围的这些和其他特征、方面和优点。然而，应当注意，附图仅示出了若干实施方案，因此不应被视为对本发明的范围的限制。
图1为硫回收系统的实施方案的工艺流程图。
图2为具有三个催化反应器的常规克劳斯工艺的工艺流程图。
图3为具有两个催化反应器和TGTU的常规克劳斯工艺的工艺流程图。
图4为硫回收系统的实施方案的工艺流程图。
图5为示出实施例6中的硫回收效率随着进入第二炉的空气流中的氧气含量而变化的图。
具体实施方式
虽然将通过若干实施方案来描述本发明的范围，但应当理解，相关领域的普通技术人员将理解，对本文描述的装置和方法的许多实例、变型和改变均在本发明的范围和精神内。因此，在不丧失一般性且不对权利要求施加限制的情况下阐述所述实施方案。本领域技术人员理解，实施方案的范围包括说明书中描述的特定特征的所有可能的组合和用途。
本发明描述了用于由包含硫化氢的酸性气流回收单质硫的系统和方法。该系统和方法是对常规克劳斯工艺的改进，因为本文描述的系统和方法不具有常规克劳斯催化反应器。与常规克劳斯工艺相比，用于回收单质硫的该系统和方法有利地提高了回收的单质硫的量，因此减少了排放到大气中的二氧化硫的量。有利地，本文描述的用于回收单质硫的系统和方法提高了工艺满足环境硫法规的能力。
用于从酸性气流中回收单质硫的系统和方法包括除去水蒸气(H2O并且在不存在克劳斯催化反应的情况下将含硫化合物转化为单质硫。
除非另有说明，否则本文所用的术语“单质硫”是指硫蒸气，由于简单的聚合，硫蒸气可以以S2、S3、S4、S5、S6、S7和S8的形式存在。在高于1800华氏温度(华氏度)时，硫蒸气以S2的形式存在。随着温度降低，硫蒸气会根据以下反应转变为其他的硫形式，包括S6和S8：
Figure BDA0002384201310000061
Figure BDA0002384201310000062
Figure BDA0002384201310000063
如本文所用，“露点”是指蒸气与液体的饱和状态的温度。该温度是液体以与其冷凝的速率相同的速率蒸发时的温度。任何化合物的露点都是压力和蒸气组成的函数，蒸气组成包括蒸气中化合物的分数。当低于组分的露点时，该组分将从蒸气相中冷凝。
如本文所用，“湿气流”是指包含水蒸气的料流。
如本文所用，“不含水蒸气”或“不含全部水蒸气”是指脱水气流包含小于百万分之0.1(ppm)。
如本文所用，“空气”是指组成地球大气并且包括氮气、氧气、氩气、二氧化碳以及它们的组合的气体。
参照图1，描述了硫回收系统的系统和方法。可以将酸性气体进料10与经处理的尾气流90混合以产生混合的酸性气体进料13。酸性气体进料10可以来自产生包含硫化氢的气流的任何来源。酸性气体进料10可以包括硫化氢、二氧化碳、其他气体以及它们的组合。其他气体可以包括一氧化碳、水、氮气、氢气、杂质以及它们的组合。杂质可以包括烃类、氨以及它们的组合。酸性气流的性质和组成取决于作为酸性气流来源的方法，并且可以使用能够分析酸性气体进料组成的任何技术进行确定。酸性气体进料10可以包含浓度为80摩尔％和90摩尔％之间、或者70摩尔％和80摩尔％之间、或者60摩尔％和70摩尔％之间、或者小于60摩尔％、或者小于40摩尔％的硫化氢。在至少一个实施方案中，酸性气体进料10中硫化氢的浓度为65摩尔％和75摩尔％之间。可以将混合的酸性气体进料13引入燃烧炉100中。
可以将空气进料5引入燃烧炉100中。空气进料5可以是适合在燃烧炉中使用的任何含氧气的气流。空气进料5可以选自空气流、富氧空气流、纯氧流或它们的组合。燃烧炉100可以是能够在高于1800华氏度的温度下支持克劳斯热反应的任意类型的反应单元。在燃烧炉100中，硫化氢、氧气和二氧化硫根据以下反应发生反应，以形成单质硫：
H2S+3/2O2→H2O+SO2；ΔH＝-560kJ/mol (4)
Figure BDA0002384201310000071
其中，H2S为硫化氢，O2为氧气，H2O为水，SO2为二氧化硫，S2为单质硫，ΔH为焓变，负值表示反应是放热的，正值表示反应是吸热的。
燃烧炉100的温度可以在1800华氏度(982.2摄氏度)和2500华氏度(1371.1摄氏度)之间，或者在1800华氏度(982.2摄氏度)和2200华氏度(1371.1摄氏度)之间。燃烧炉100的压力可以为大气压力。在高于1800华氏度的温度时，有利于吸热形成硫2(S2)。在较低的反应温度时，有利于形成硫8(S8)。反应(5)是平衡受限且略微吸热的。
为了最大程度地使硫化氢向硫转化，可以将燃烧炉100中的硫化氢与二氧化硫的比例保持为2:1。在至少一个实施方案中，以燃烧炉100没有外部供应的二氧化硫料流的方式在燃烧炉100中产生二氧化硫。控制空气进料5的流量可以控制燃烧炉100中燃烧的硫化氢的量。在至少一个实施方案中，可以调节空气进料5的流量，使得燃烧炉100中的硫化氢的三分之一被氧化为二氧化硫，参见反应(4)。在至少一个实施方案中，反应(5)得到硫化氢向单质硫的转化率在60％和70％之间。
在燃烧炉100中可能发生副反应。副反应可以包括以下一个或多个反应，包括所有这些反应。
Figure BDA0002384201310000081
Figure BDA0002384201310000082
Figure BDA0002384201310000083
Figure BDA0002384201310000084
Figure BDA0002384201310000085
Figure BDA0002384201310000086
Figure BDA0002384201310000087
Figure BDA0002384201310000088
Figure BDA0002384201310000089
Figure BDA00023842013100000810
Figure BDA00023842013100000811
Figure BDA00023842013100000812
Figure BDA00023842013100000813
Figure BDA00023842013100000814
Figure BDA00023842013100000815
Figure BDA00023842013100000816
Figure BDA00023842013100000817
Figure BDA00023842013100000818
Figure BDA00023842013100000819
Figure BDA00023842013100000820
单个副反应的发生以及副反应中任意一个接近完成的程度取决于酸性气体进料10中硫化氢的浓度。在至少一个实施方案中，炉流出物15可以包含二硫化碳(CS2)和硫化碳(COS)，这导致总的硫回收率降低。
炉流出物15离开燃烧炉100。炉流出物15可以包含硫化氢、二氧化硫、单质硫、二氧化碳、水、空气和其他气体。其他气体可以包括污染物。污染物可以包括二硫化碳和硫化碳。炉流出物15的温度可以在1800华氏度和2200华氏度之间。可以将炉流出物15引入废热锅炉110中。
废热锅炉110可以是能够除去来自料流的热量并产生蒸气的任意热交换器。废热锅炉110除去来自炉流出物15的热量，以产生锅炉流出物20。废热锅炉110可以除去来自炉流出物15的热量，以加水进料17从而产生蒸气排出物19。蒸气排出物19可以是高压蒸气(高于40atm(4053kPa))或中压蒸气(约20atm(2026.5kPa))。在至少一个实施方案中，蒸气排出物19为高压蒸气，蒸气排出物19可以用于驱动蒸气发生器以产生能量。锅炉流出物20的温度可以在550华氏度(287.7摄氏度)和600华氏度(315.5华氏度)之间。锅炉流出物20为气流。锅炉流出物20可以包含与炉流出物15中相同的成分。可以将锅炉流出物20引入硫冷凝器120中。
硫冷凝器120可以是能够除去来自气流的热量的任意热交换器。硫冷凝器120除去来自锅炉流出物20的热量，以将锅炉流出物20中存在的蒸气相单质硫冷凝为硫料流25中的液态硫。硫冷凝器120中的温度在100摄氏度和200摄氏度之间，或者在110摄氏度和200摄氏度之间，或者在120摄氏度和200摄氏度之间，或者在130摄氏度和200摄氏度之间，或者在140摄氏度和200摄氏度之间。硫料流25可以包含酸性气体进料10中的60重量％和75重量％之间的硫、或者酸性气体进料10中的65重量％和70重量％之间的硫。
可以考虑反应(1)至(3)的放热性质来设计废热锅炉110和硫冷凝器120的温度。随着料流温度的降低，硫物质从S2向S8变化。在低于800华氏度之间的温度下，全部的S2都转化为其他硫物质。在低于400华氏度的温度下，S8硫类占硫蒸气中存在的硫类的超过80％。
未冷凝的气体作为非冷凝气体30离开硫冷凝器120。非冷凝气体30可以包含硫化氢、二氧化硫、二氧化碳、水、空气和其他气体。可以将非冷凝气体30引入第一水吸附器130中。第一水吸附器130为水吸附器。水吸附器可以从气流中除去水蒸气以产生脱水气流和回收的水流。水吸附器可以是设计成从湿气流中除去水蒸气的任意吸附脱水塔单元。水吸附器可以是双床系统，其中在任意时间，一个床将处于吸附循环，而第二个床将处于再生循环。在至少一个实施方案中，第一水吸附器130为变温吸附(TSA)系统。在TSA系统中，与吸附床中的温度相比，再生床的温度升高以驱动再生循环，从而引发组分解吸。在变压吸附(PSA)系统中，与吸附床中的压力相比，再生床中压力的降低以驱动再生循环，从而引发组分解吸。在没有昂贵的压缩设备的情况下，硫回收系统不能在足以使用PSA系统的压力下运行。第一水吸附器130不是PSA系统。用于在不存在PSA系统的情况下除去硫化氢的系统和方法。TSA系统可以用于这些系统和方法以除去硫化氢。TSA系统可以是任意市售可得的TSA系统。
水吸附器可以包括能够从湿气流中选择性地吸附水蒸气而排斥其他组分的任何分子筛。分子筛能够选择性地吸附料流中的某些组分，同时由于气相中其余组分较大的分子直径而排斥这些组分。适用于硫回收系统的水吸附器的分子筛的孔径以埃
Figure BDA0002384201310000101
为单位。分子筛具有可形成有序的孔隙和空腔结构的晶格。分子筛的笼的有效通道直径决定了具有一定动力学直径的分子是否可以扩散到笼中并被吸附。任何对水具有吸附亲和力并且通道直径小到足以排斥硫化氢但通道直径大到足以允许水通过的分子筛都可以用于水吸附器中。本发明中可以使用的分子筛的实例包括沸石-3A。沸石-3A包括钾沸石，有效通道直径(孔径)为约
Figure BDA0002384201310000103
并且体积密度为44磅/立方英尺。水的动力学直径为约
Figure BDA0002384201310000102
沸石-3A吸附水蒸气和氨。硫化氢的动力学直径为约
Figure BDA0002384201310000104
因而不会被沸石-3A吸附。沸石-3A分子筛可以包含粘合剂。在某些实施方案中，如本领域中已知的，通过将微米尺寸的沸石晶体粘合在一起以形成粒料来生产分子筛。粘合剂可以包括二氧化硅或其他惰性材料。不受特定理论的束缚，可以理解，由于粘合剂是惰性的，因而分子筛的性能与粘合剂的量成比例地降低。可以理解，粒料设计可以在不具有前述粒料强度的情况下使粘合剂的量最小化。例如，具有粘合剂的沸石-3A粒料分子筛的平衡吸附容量为约20重量％(wt％)，换言之，平衡时总重量的20％为水。沸石-3A中的粘合剂可以为约9重量％。
对于给定的吸附剂，被吸附的水蒸气分子的量是温度和压力的函数。被吸附的水的量随着压力增大而增加，并且随着温度升高而减少。在100摄氏度时，沸石-3A分子筛对水蒸气的吸附能力大于在200摄氏度时对水的吸附能力。第一水吸附器130的温度在75摄氏度和170摄氏度之间，或者在75摄氏度和160摄氏度之间，或者在75摄氏度和150摄氏度之间，或者在75摄氏度和140摄氏度之间。在至少一个实施方案中，第一水吸附器的温度在75摄氏度和150摄氏度之间。第一脱水料流35中的水的浓度小于1ppm，或者小于0.5ppm，或者小于0.1ppm。在至少一个实施方案中，第一脱水料流35中水的浓度小于0.1ppm。
第一水吸附器130可以从非冷凝气流30中除去水蒸气，以产生第一回收的水流33和第一脱水料流35。第一脱水料流35不含全部或基本上全部的水蒸气。第一脱水料流35可以包含硫化氢、二氧化硫、二氧化碳、空气和其他气体。可以将第一脱水料流35引入第一加氢反应器140中。
第一加氢反应器140可以是能够在氢气的存在下还原组分的任意类型的加氢反应器。第一加氢反应器140可以包括加氢催化剂。加氢催化剂可以包括氧化铝上的钴和钼催化剂。将氢气进料45引入第一加氢反应器140中。氢气进料45可以包含氢气。第一加氢反应器140中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间，或者在280摄氏度和300摄氏度之间。在至少一个实施方案中，第一加氢反应器140中的温度为300摄氏度。第一加氢反应器140中的压力在0.5大气压(atm)(50.6625千帕斯卡(kPa))和1.5atm(151.9875kPa)之间。在至少一个实施方案中，第一加氢反应器140中的压力为1atm(101.325kPa)。
第一加氢反应器140中的运行条件和催化剂可以允许根据反应26将二氧化硫选择性氢化为硫化氢：
SO2+3H2→H2S+2H2O (26)
在第一加氢反应器140中可发生其他反应以转化含硫化合物，所述反应包括：
S+H2→H2S (27)
COS+H2O→H2S+CO2 (28)
CS2+2H2O→2H2S+CO2 (29)
第一加氢反应器140可以将第一脱水料流35中的二氧化硫还原为硫化氢。第一加氢反应器140可以产生经还原的料流40。经还原的料流40可以包含硫化氢、二氧化碳、水、空气和其他气体。有利地，在第一水吸附器130中去除水可以减少经还原的料流40中的水的量，这使得引入反应炉150的水的量最小化，从而提高了根据反应(5)的向单质硫的转化率，其中反应(5)是热力学平衡控制的。有利地，在第一水吸附器130中除去水可以减小第一加氢反应器140的体积，并且可以减小空气流55向反应器炉150的体积流量，同时保持稳定的火焰温度。
可以将经还原的料流40与空气流55和新鲜进料53一起引入反应炉150中。空气流55可以是任意类型的含氧气流。空气流55可以是空气流，可以是富氧空气流、纯氧流或它们的组合。在至少一个实施方案中，空气流55与空气进料5来自同一来源。新鲜进料53可以来自产生含硫化氢的气流的任意来源。新鲜进料53可以包含硫化氢、二氧化碳、其他气体以及它们的组合。其他气体可以包括一氧化碳、水、氮气、氢气、杂质以及它们的组合。杂质可以包括烃类、氨以及它们的组合。新鲜进料53可以提供额外的硫化氢以维持反应炉150的火焰温度。新鲜进料53的流量可以基于经还原的料流40中硫化氢的浓度。当经还原的料流40中硫化氢的浓度不足以维持反应炉150中的火焰温度时，可以提高新鲜进料53的流量。有利地，添加新鲜进料53可以提高硫回收系统的处理能力。在至少一个实施方案中，新鲜进料53与酸性气体进料10来自同一来源。反应炉150可以是如参照燃烧炉100所述的反应单元。反应炉150中可以发生反应(4)至反应(22)。反应炉150可以产生反应器流出物50。反应器流出物50可以包含硫化氢、二氧化硫、单质硫、二氧化碳、水、空气和其他气体。可以将反应器流出物50引入热回收锅炉160中。
热回收锅炉160可以是如参照废热锅炉110所述的热交换器。热回收锅炉160可以回收来自反应器流出物50的热量以加热水流63并产生蒸气流65。热回收锅炉160可以回收来自反应器流出物50的热量以产生冷却的流出物60。可以将冷却的流出物60引入硫冷却器170中。
硫冷却器170可以是如参照硫冷凝器120所述的热交换器。硫冷却器170可以冷凝冷却的流出物60中的蒸气相单质硫，以产生回收的硫料流75。回收的硫料流75可以包含液态硫。未冷凝的气体作为气流70离开硫冷却器170。可以将气流70引入第二水吸附器180中。
第二水吸附器180可以是如参照第一水吸附器130所述的水吸附器。第二水吸附器180产生第二回收的水流85和第二脱水料流80。可以将第二脱水料流80引入第二加氢反应器190中。
第二加氢反应器190可以是如参照第一加氢反应器140所述的加氢反应器。可以将氢气流95引入第二加氢反应器190中。第二加氢反应器190可以将第二脱水料流80中的二氧化硫还原为硫化氢。硫化氢作为经处理的尾气流90离开第二加氢反应器190。可以使经处理的尾气流90再循环至燃烧炉100。可以将经处理的尾气流90与酸性气体进料10混合以产生混合的酸性气体进料13。
反应器流出物50的操作条件和料流组分可以与炉流出物15相同。冷却的流出物60的操作条件和料流组分可以与锅炉流出物20相同。气流70的操作条件和料流组分可以与非冷凝气体30相同。第二脱水料流80的操作条件和料流组分可以与第一脱水料流35相同。经处理的尾气流90的操作条件和料流组分可以与经还原的料流40相同。
可以基于回收的总的单质硫以及酸性气体进料和新鲜进料中分子硫的量来计算总转化率。硫回收系统中的总转化率可以在99重量％和99.9重量％之间。有利地，使经处理的尾气流90再循环至燃烧炉100可以提高硫化氢向单质硫的转化率。
在参照图4描述的可供选择的实施方案中，硫回收系统不包括第一加氢反应器140，并且不包括第二加氢反应器190。将第二脱水料流80引入TGTU 400中。TGTU 400可以处理第二脱水料流80中的组分以产生包含硫化氢的料流。TGTU 400可以将含硫组分转化为硫化氢，并且可以替代独立的加氢反应器。在至少一个实施方案中，TGTU 400为商用工艺，如SCOT工艺。硫化氢在尾气排出物295中离开TGTU 400。将尾气排出物295与酸性气体进料10混合，以产生混合的酸性气体进料13。
添加TGTU可以防止二氧化碳和氮气的积累。在至少一个实施方案中，酸性气体进料10可以包含硫化氢、二氧化碳以及它们的组合，并且TGTU 400包括在硫回收系统中。
在至少一个实施方案中，酸性气体进料10包含硫化氢且不含二氧化碳，并且硫回收系统不具有TGTU 400。
本文描述的用于除去硫化氢的系统和方法不具有设计用于冷凝来自气流的水蒸气的冷凝器。有利地，使用分子筛进行吸附可以除去来自湿气流的全部或基本上全部的水蒸气。冷凝器限于将水除去至操作温度和压力的饱和点，与冷凝器相比，分子筛的使用有利地将水除去至ppm水平。冷凝器不能用于冷凝全部或基本上全部的水蒸气，这是因为由于热力学平衡，气流保持以水蒸气饱和。在冷凝器中，对于任意给定的温度，液态水将与蒸气保持平衡(气相将为饱和水蒸气)，因此，冷凝器无法除去足够的水以用于硫回收系统的运行。在分子筛中，吸附剂可以持续吸附水蒸气，从而除去水，直到吸附剂饱和为止。
本文描述的用于除去硫化氢的系统和方法不具有克劳斯催化转化器。有利地，不具有克劳斯催化转化器消除了由于催化剂结垢而使催化剂失活的问题。不具有克劳斯催化转化器可以消除对用于除去芳香族化合物的吸附床的需求。有利地，本文描述的用于除去硫化氢的系统和方法产生了大量的高压蒸汽，这些高压蒸汽可以用于发电。有利地，本文描述的用于除去硫化氢的系统和方法可以除去诸如苯、甲苯和二甲苯之类的芳香族化合物，而无需包括吸附床。
实施例
通过实施例可以容易地理解硫回收系统的方法。使用HYSYS工艺模拟器模拟以下实例，以模拟本发明实施方案的方法。
实施例1.基于图2、参照图1，将作为比较例的实施例1模拟为常规克劳斯工艺。在催化段中，模拟包括三个催化反应器312、322和332，并具有三个冷凝器314、324和334以及三个再热器310、320和330。将非冷凝气体30引入第一再热器310中以提高温度，从而产生第一加热的气体12。将第一加热的气体12引入第一催化反应器312中。将第一催化流出物14引入第一冷凝器314中。第一冷凝器314降低了第一催化流出物14的温度以产生第一液态硫料流16和第一冷凝器流出物18。第二再热器320提高了第一冷凝器流出物18的温度以产生第二加热的气体22。将第二加热的气体引入第二催化反应器322中以产生第二催化流出物24。第二冷凝器324降低了第二催化流出物24的温度以产生第二液态硫料流26和第二冷凝器流出物28。将第二冷凝器流出物28引入第三再热器330中。第三再热器330提高了第二冷凝器流出物28的温度以产生第三加热的气体32。将第三加热的气体32引入第三催化反应器332中。第三冷凝器334降低了第三催化流出物34的温度以产生第三液态硫料流36和第三冷凝器流出物38。料流的组成和性质示于表1。
表1：实施例1的料流性质和结果
Figure BDA0002384201310000151
Figure BDA0002384201310000161
实施例2.基于图3、参照图1和图2，将作为比较例的实施例2模拟为具有TGTU的常规克劳斯工艺。在催化段中，模拟包括两个催化反应器312和322，并具有两个冷凝器314和324以及两个再热器310和320以及TGTU 400。将第二冷凝器流出物28引入TGTU 400中。将TGTU 400模拟为商用SCOT技术。TGTU 400产生了尾气流42。料流的组成和性质示于表2。
表2：实施例2的料流性质和结果
Figure BDA0002384201310000171
Figure BDA0002384201310000181
实施例3.实施例3是基于在硫回收系统中回收硫的系统和方法的实例。基于图1中的工艺流程图来模拟实施例3。在实施例3中，酸性气体进料10为纯硫化氢的料流。将空气进料5和空气流55模拟为纯氧。料流组成和性质示于表3。
表3：实施例3中的料流性质和结果
Figure BDA0002384201310000182
Figure BDA0002384201310000191
实施例4.实施例4是基于在硫回收系统中回收硫的系统和方法的实例。基于图4中的工艺流程图来模拟实施例4。第一脱水料流35与新鲜进料53混合以产生混合的炉进料235。将混合的炉进料235引入反应炉150中。将第二脱水料流80引入TGTU 400中。将尾气排出物295与酸性气体进料10混合，以产生混合的酸性气体进料13。空气流55为氧气浓度为21％的空气。料流组成和性质示于表4。
表4：实施例4中的料流性质和结果
Figure BDA0002384201310000192
Figure BDA0002384201310000201
实施例5.实施例5是基于在硫回收系统中回收硫的系统和方法的实例。基于图4中的工艺流程图来模拟实施例5。实施例4和实施例5之间的区别在于空气流55的组成。在该实施例5中，空气流55为具有38％氧气的干燥空气流。
表5：实施例5中的料流性质和结果
Figure BDA0002384201310000202
Figure BDA0002384201310000211
表6示出了实施例1至5的结果。
表6：在各单元中的硫转化率
Figure BDA0002384201310000221
表6中的结果表明，硫回收系统中的总转化率可以达到99.5％。
实施例6.实施例6是基于在硫回收系统中回收硫的系统和方法的实例。基于图4中的工艺流程图和实施例5来模拟实施例6。实施例6测试了由于改变空气流55中的氧气的量而得到的硫回收效率。保持来自实施例5的所有其他输入。表7提供了来自实施例6的数据。如表7所示，实施例5的模拟具有99.62％的硫回收率。
表7：硫回收效率
空气流55中的氧气的量(摩尔分数) 硫回收效率(％)
0.21 99.43
0.38 99.62
0.49 99.60
0.58 99.57
0.66 99.66
图5提供了表7的结果的图表。
虽然已经详细描述了实施方案，但是应当理解，在不脱离本发明的原则和范围的情况下，可以进行各种改变、替换和变型。因此，本发明的范围应当由以下权利要求及其适当的法律等同物所确定。
除非上下文另有明确说明，否则单数形式“一(a、an)”和“该”包括复数对象。
“任选的”或“任选地”是指随后描述的事件或情况可能发生或可能不发生。该描述包括事件或情况发生的实例以及事件或情况没有发生的实例。
范围可始终表示为从大约一个特定值到大约另一个特定值。当表示这样的范围时，应当理解，另一个实施方案是从一个特定值到另一个特定值，以及在所述范围内的所有组合。
如全文中和所附权利要求中所使用的，词语“包含”、“具有”和“包括”及其所有的语法变体各自旨在具有一种开放的、非限制性的含义，这并不排除其他的元件或步骤。
如全文中所使用的，术语如“第一”和“第二”是基于单元在流动路径中的位置来分配的，并且仅旨在对系统中的两个或更多个相同的单元之间进行区分。应当理解，词语“第一”和“第二”没有其他目的，也不是组件的名称或说明的一部分。此外，应当理解，仅使用术语“第一”和“第二”不需要存在任何“第三”组件，尽管这种可能性在本发明的范围内是可预期的。

Claims (18)

1.一种由酸性气体进料中的硫化氢回收硫的方法，该方法包括以下步骤：
将酸性气体进料引入燃烧炉中，其中所述酸性气体进料包含硫化氢；
将空气进料引入所述燃烧炉中，其中所述空气进料包含氧气；
使所述硫化氢与氧气在所述燃烧炉中反应以产生炉流出物料流，其中所述炉流出物料流包含硫化氢、单质硫、二氧化硫和水蒸气；
将炉流出物引入废热锅炉中；
将来自所述炉流出物的热量传递至水进料，以产生锅炉流出物和蒸气排出物；
将所述锅炉流出物引入硫冷凝器中；
在所述硫冷凝器中降低所述锅炉流出物的温度，以产生硫料流和非冷凝气体，其中所述硫料流包含单质硫，其中所述非冷凝气体包含硫化氢、二氧化硫和水蒸气；
将所述非冷凝气体引入第一水吸附器中，其中所述第一水吸附器包括第一分子筛；
在所述第一水吸附器中使所述水蒸气与非冷凝气流分离，以产生第一回收的水流和第一脱水料流，其中所述第一回收的水流包含水，其中所述第一脱水料流包含硫化氢、二氧化硫以及它们的组合；
将所述第一脱水料流引入第一加氢反应器中；
将氢气进料引入所述第一加氢反应器中，其中所述氢气进料包含氢气；
使所述二氧化硫与所述氢气在所述第一加氢反应器中反应以产生硫化氢，从而产生经还原的料流，其中所述经还原的料流包含硫化氢；
将所述经还原的料流引入反应炉中；
将空气流引入所述反应炉中，其中所述空气流包含氧气；
将新鲜进料引入所述反应炉中，其中所述新鲜进料包含硫化氢；
在所述反应炉中使所述硫化氢与氧气反应以产生反应器流出物，其中所述反应器流出物包含硫化氢、单质硫、二氧化硫和水蒸气；
将所述反应器流出物引入热回收锅炉中；
将来自所述反应器流出物的热量转移至水流，以产生冷却的流出物和蒸气流；
将所述冷却的流出物引入硫冷却器；
在所述硫冷却器中降低所述冷却的流出物的温度以产生回收的硫料流和气体流，其中所述回收的硫料流包含单质硫，其中所述气体流包含硫化氢、二氧化硫和水蒸气；
将所述气体流引入第二水吸附器中，其中所述第二水吸附器包括第二分子筛；
在所述第二水吸附器中从所述气流中分离出水蒸气，以产生第二回收的水流和第二脱水料流，其中所述第二回收的水流包含水，其中所述第二脱水料流包含硫化氢和二氧化硫；
将所述第二脱水料流引入所述第二加氢反应器中；
将氢气流引入所述第二加氢反应器中，其中所述氢气流包含氢气；
使所述二氧化硫与所述氢气在所述第二加氢反应器中反应以产生硫化氢，从而产生经处理的尾气流，其中所述经处理的尾气流包含硫化氢；以及
使所述经处理的尾气流再循环至所述燃烧炉。
2.根据权利要求1所述的方法，其中确定总转化率。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述总转化率超过99重量％。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的方法，其中所述第一分子筛包括沸石-3A，并且进一步地，其中所述第二分子筛包括沸石-3A。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其中所述燃烧炉中的温度在1800华氏度和2500华氏度之间，并且进一步地，其中所述反应炉中的温度在1800华氏度和2500华氏度之间。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其中所述硫冷凝器中的温度在100华氏度和200华氏度之间，并且进一步地，其中所述硫冷却器中的温度在100华氏度和200华氏度之间。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，其中所述第一水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间，并且进一步地，其中所述第二水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间。
8.根据权利要求1至7中任一项所述的方法，其中所述第一脱水料流的水浓度小于1ppm，并且进一步地，其中所述第二脱水料流的水浓度小于1ppm。
9.根据权利要求1至8中任一项所述的方法，其中所述第一加氢反应器中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间，并且其中所述第二加氢反应器中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间。
10.一种由酸性气流中的硫化氢回收硫的系统，该系统包括：
燃烧炉，将所述燃烧炉配置为使所述硫化氢转化为单质硫以产生炉流出物，其中所述炉流出物包含单质硫、硫化氢、二氧化硫和水蒸气；
废热锅炉，其流体连通至所述燃烧炉，将所述废热锅炉配置为除去来自所述炉流出物的热量以产生锅炉流出物；
硫冷凝器，其流体连通至所述废热锅炉，将所述硫冷凝器配置为冷凝锅炉流出物中的单质硫，以产生硫料流和非冷凝气体，其中所述非冷凝气体不含单质硫，其中所述非冷凝气体包含水蒸气；
第一水吸附器，其流体连通至所述硫冷凝器，将所述第一水吸附器配置为从所述非冷凝气体中除去水以产生第一回收的水流和第一脱水料流，其中所述第一水吸附器包括第一分子筛，其中所述第一脱水料流不含水蒸气，其中所述第一脱水料流包含二氧化硫；
第一加氢反应器，其流体连通至所述第一水吸附器，将所述第一加氢反应器配置为在氢气的存在下将二氧化硫转化为硫化氢；
反应炉，其流体连通至所述第一加氢反应器，将所述反应炉配置为在氧气和二氧化硫的存在下将硫化氢转化为单质硫；
热回收锅炉，其流体连通至所述反应炉，将所述热回收锅炉配置为除去来自反应器流出物的热量以产生锅炉流出物；
硫冷却器，其流体连通至所述热回收锅炉，将所述硫冷却器配置为冷凝反应器流出物中的单质硫，以产生回收的硫料流和气体流，其中所述气体流不含单质硫，其中所述气体流包含水蒸气；
第二水吸附器，其流体连通至所述硫冷凝器，将所述第二水吸附器配置为从所述非冷凝气体中除去水，以产生第二回收的水流和第二脱水料流，其中所述第二水吸附器包括第二分子筛，其中所述第二脱水料流不含水蒸气，其中所述第二脱水料流包含二氧化硫；以及
第二加氢反应器，其流体连通至所述第二水吸附器，将所述第二加氢反应器配置为在氢气的存在下将二氧化硫转化为硫化氢，以产生经处理的尾气流，其中所述第二加氢反应器流体连通至所述燃烧炉，其中使所述经处理的尾气流再循环至所述燃烧炉。
11.根据权利要求10所述的系统，其中确定总转化率。
12.根据权利要求11所述的系统，其中所述总转化率超过99重量％。
13.根据权利要求10至12中任一项所述的系统，其中所述第一分子筛包括沸石-3A，并且进一步地，其中所述第二分子筛为沸石-3A。
14.根据权利要求10至13中任一项所述的系统，其中所述燃烧炉中的温度在1800华氏度和2500华氏度之间，并且进一步地，其中所述反应炉中的温度在1800华氏度和2500华氏度之间。
15.根据权利要求10至14中任一项所述的系统，其中所述硫冷凝器中的温度在100华氏度和200华氏度之间，并且进一步地，其中所述硫冷却器中的温度在100华氏度和200华氏度之间。
16.根据权利要求10至15中的任一项所述的系统，其中所述第一水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间，并且进一步地，其中所述第二水吸附器中的温度在75摄氏度和170摄氏度之间。
17.根据权利要求10至16中任一项所述的方法，其中所述第一脱水料流的水浓度小于1ppm，并且进一步地，其中所述第二脱水料流的水浓度小于1ppm。
18.根据权利要求10至17中任一项所述的方法，其中所述第一加氢反应器中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间，并且其中所述第二加氢反应器中的温度在220摄氏度和310摄氏度之间。
CN201880052915.3A 2017-11-29 2018-11-29 不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法 Pending CN111050878A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/826,143 2017-11-29
US15/826,143 US10239756B1 (en) 2017-11-29 2017-11-29 Process for sulfur recovery from acid gas stream without catalytic Claus reactors
PCT/US2018/062976 WO2019108741A1 (en) 2017-11-29 2018-11-29 A process for sulfur recovery from acid gas stream without catalytic claus reactors

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN111050878A true CN111050878A (zh) 2020-04-21

Family

ID=64744943

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880052915.3A Pending CN111050878A (zh) 2017-11-29 2018-11-29 不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10239756B1 (zh)
EP (1) EP3645142A1 (zh)
JP (1) JP2021503431A (zh)
KR (1) KR20200092360A (zh)
CN (1) CN111050878A (zh)
SG (1) SG11202000377QA (zh)
WO (1) WO2019108741A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116113598A (zh) * 2020-09-09 2023-05-12 凯密迪公司 用于生产二氧化硫的系统和方法及相关硫酸设备

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2018267615B1 (en) * 2018-11-20 2019-05-02 Serendipity Technologies Llc Improvement to furnace apparatus
US10662061B1 (en) * 2019-08-20 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Two-stage adsorption process for Claus tail gas treatment
WO2021130530A1 (en) 2019-12-28 2021-07-01 Saudi Arabian Oil Company Regeneration schemes for a two-stage adsorption process for claus tail gas treatment
US11927508B1 (en) * 2020-01-21 2024-03-12 Elemental Scientific, Inc. System and method for handling small samples with multiple vacuum configurations

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1086459A (zh) * 1992-04-06 1994-05-11 英国氧气集团有限公司 气流处理
US20020025284A1 (en) * 2000-06-29 2002-02-28 Watson Richard William Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
WO2017106083A1 (en) * 2015-12-16 2017-06-22 Saudi Arabian Oil Company Thermal stage and reduction absorption sulfur recovery process
US20170260049A1 (en) * 2016-01-05 2017-09-14 Saudi Arabian Oil Company Claus Process for Sulfur Recovery with Intermediate Water Vapor Removal by Adsorption

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4919912A (en) * 1985-10-18 1990-04-24 Ford, Bacon & Davis Incorporated Process for the treatment of sulfur containing gases
DE3777861D1 (de) 1986-03-07 1992-05-07 Boc Group Plc Behandlung von gasen.
GB9025846D0 (en) * 1990-11-28 1991-01-09 Boc Group Plc Treatment of gas
GB9319033D0 (en) 1993-09-14 1993-10-27 Cross Peter F Improvements in or relating to sulphur production from sulphur-braring gas streams
US5965100A (en) 1995-04-25 1999-10-12 Khanmamedov; Tofik K. Process for recovery of sulfur from an acid gas stream
US6214311B1 (en) 1998-09-21 2001-04-10 Kam-Wang Vincent Kwong Process for direct reduction of sulfur compounds to elemental sulfur in combination with the claus process
GB0015985D0 (en) * 2000-06-29 2000-08-23 Boc Group Plc Treatment of a gas stream containing hydrogen sulphide
US6508863B1 (en) 2001-10-11 2003-01-21 Engelhard Corporation Claus feed gas hydrocarbon removal
GB0316433D0 (en) 2003-07-14 2003-08-20 Boc Group Plc Process for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide
US7250149B1 (en) 2004-02-24 2007-07-31 Smith Strom W Sulfur gas treatment process
US7311891B2 (en) 2005-03-09 2007-12-25 Basf Catalysts Llc Process for the recovery of sulfur from Claus tail gas streams
US20090226364A1 (en) * 2008-03-07 2009-09-10 E. I. Du Pont De Nemours And Company Process for treating acid gas in staged furnaces with inter-stage heat recovery and inter-stage sulfur production
WO2010062682A1 (en) 2008-11-03 2010-06-03 Office Of Technology Commercialization Method and system for recovering sulfur in the thermal stage of a claus reactor
US8551199B2 (en) * 2009-04-03 2013-10-08 General Electric Company Method and apparatus to recycle tail gas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1086459A (zh) * 1992-04-06 1994-05-11 英国氧气集团有限公司 气流处理
US20020025284A1 (en) * 2000-06-29 2002-02-28 Watson Richard William Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
WO2017106083A1 (en) * 2015-12-16 2017-06-22 Saudi Arabian Oil Company Thermal stage and reduction absorption sulfur recovery process
US20170260049A1 (en) * 2016-01-05 2017-09-14 Saudi Arabian Oil Company Claus Process for Sulfur Recovery with Intermediate Water Vapor Removal by Adsorption

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116113598A (zh) * 2020-09-09 2023-05-12 凯密迪公司 用于生产二氧化硫的系统和方法及相关硫酸设备

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019108741A1 (en) 2019-06-06
EP3645142A1 (en) 2020-05-06
US10239756B1 (en) 2019-03-26
KR20200092360A (ko) 2020-08-03
JP2021503431A (ja) 2021-02-12
SG11202000377QA (en) 2020-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10005666B2 (en) Claus process for sulfur recovery with intermediate water vapor removal by adsorption
CN111050878A (zh) 不使用催化克劳斯反应器从酸性气体中回收硫的方法
US8206669B2 (en) Method and apparatus for treating a sour gas
US8518356B2 (en) Method and apparatus for adjustably treating a sour gas
JP4845438B2 (ja) 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法
EP2407227A1 (en) Separation of a sour syngas stream
US7311891B2 (en) Process for the recovery of sulfur from Claus tail gas streams
CN110732227B (zh) 一种酸性气处理的方法和装置
US20180065851A1 (en) Setr- super enhanced tail gas recovery; a tail gas process with adsorbent reactors for zero emissions
CN110621389A (zh) 通过二氧化硫选择性膜技术以及二氧化硫选择性吸收技术优化克劳斯尾气处理
JP2017014437A (ja) 原料ガスの精製装置、及び精製方法
JP4837176B2 (ja) 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法
CN107531481B (zh) 用于从气体中去除硫化合物的具有氢化和直接氧化步骤的方法
CN107567350B (zh) 用于从气体物流中除去和回收h2s的改进方法
CN1208360A (zh) 从气体中除去含硫的污染物、芳族化合物和烃的方法
CA2982686A1 (en) Removal of aromatic hydrocarbons from lean acid gas feed for sulfur recovery
US4842843A (en) Removal of water vapor diluent after regeneration of metal oxide absorbent to reduce recycle stream
US10689254B1 (en) Methods for SO2 recoveries from sulfur plants
US10543452B2 (en) Removal of aromatic hydrocarbons from lean acid gas feed for sulfur recovery
US20240001288A1 (en) Desulfurization of Carbon Dioxide-containing Gases
KR20240084224A (ko) 코크스 오븐 가스로부터 고순도 수소를 생산하는 생산장치

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
AD01 Patent right deemed abandoned

Effective date of abandoning: 20220930

AD01 Patent right deemed abandoned